La baisse de la production éolienne, conjuguée à une couverture nuageuse importante et à la hausse des coûts du gaz, a provoqué une forte tension sur les marchés européens de l’électricité. Les prix ont dépassé 600 euros le mégawattheure sur certaines plages horaires, notamment en Allemagne, ravivant les inquiétudes sur la sécurité de l’approvisionnement à l’approche de l’hiver.
Les marchés européens de l’électricité ont enregistré une brusque hausse en début de semaine, sous l’effet de conditions météorologiques défavorables à la production renouvelable. Une zone de faible vent et de couverture nuageuse persistante affecte plusieurs grandes régions électriques du continent, notamment l’Allemagne, le Royaume-Uni, la France et les pays du Benelux.
La diminution simultanée de la production éolienne et solaire oblige les producteurs à recourir davantage aux centrales thermiques, en particulier celles fonctionnant au gaz naturel. Or, les prix du gaz restent élevés. Ce qui renchérit le coût de production de l’électricité et exerce une pression supplémentaire sur les marchés de gros.
En France, le prix de l’électricité pour livraison le lendemain s’est établi à environ 334,12 euros le mégawattheure lors de l’enchère de lundi 9 novembre sur Epex Spot. Soit son niveau le plus élevé depuis décembre 2022. En Allemagne, il a atteint 345,64 euros le mégawattheure en moyenne journalière, avec des pointes dépassant 600 euros durant certaines périodes de forte demande en soirée.
Au Royaume-Uni, l’opérateur du réseau électrique, National Energy System Operator (NESO), a émis dimanche une alerte préventive sur les marges d’approvisionnement pour la matinée de lundi. Le déficit potentiel était initialement estimé à près de 1,4 gigawatt. L’alerte a toutefois été levée après la mobilisation de capacités supplémentaires. L’opérateur a précisé qu’il n’existait pas de risque de coupures pour les consommateurs.
Le gaz reprend un rôle central dans la formation des prix
Cette nouvelle flambée illustre la sensibilité des marchés électriques européens aux variations de la production renouvelable. Lorsque le vent et l’ensoleillement diminuent simultanément, les centrales au gaz sont souvent appelées à couvrir une part plus importante de la demande. Leur coût de fonctionnement peut alors déterminer le prix marginal de l’électricité sur les marchés.
Ce phénomène, désigné en allemand par le terme « Dunkelflaute », décrit les périodes caractérisées par un faible ensoleillement et une absence de vent. Il constitue un défi pour les systèmes électriques fortement dépendants des énergies renouvelables intermittentes, en particulier lorsque les capacités de stockage et les moyens de production pilotables ne suffisent pas à absorber les variations.
La pression se reflète également sur les marchés à terme. Les contrats de décembre en Allemagne et en France se négocient autour de 200 euros le mégawattheure, soit plus du double de leur niveau enregistré un an auparavant, selon les données citées par Bloomberg.
Dans les pays nordiques, la baisse des réserves hydrauliques et la progression des prix du gaz ajoutent également aux tensions à l’approche de la saison hivernale.
Les conditions météorologiques devraient continuer à peser sur la production éolienne et solaire dans plusieurs régions européennes au moins jusqu’au milieu de la semaine. Une demande accrue de chauffage, liée à des températures annoncées inférieures aux normales saisonnières, pourrait accentuer les tensions.
Au-delà de cet épisode, la hausse des prix souligne l’enjeu de la flexibilité des réseaux européens : développement du stockage, interconnexions entre pays, capacités pilotables et meilleure gestion de la demande. La transition énergétique ne dépend pas seulement de l’installation de nouvelles capacités renouvelables, mais aussi de la capacité des systèmes électriques à garantir l’approvisionnement lorsque les conditions météorologiques deviennent défavorables.